Вилюйская синеклиза

Выше, в разрезе нижнего триаса (горизонты T-IV^ T-X) и нижней юры (горизонты J₁-II, J₁-1), выявлены небольшие по площади залежи, которые контролируются структурами третьего порядка (Соболохской, Неджелинской) и осложняющими их небольшими ловушками. Эти залежи, как правило, относятся к сводовому массивному (водоплавающему) типу. Залежь в горизонте T₁-IV₆ пластовая, литологически экранированная.

Состав газов и конденсатов  характерен для всех месторождений Хапчагайского вала. В газах пермских и нижнетриасовых залежей содержание метана достигает 91—93 %, азота 0,8—1,17%, углекислоты 0,3—0,7 %. Выход стабильного конденсата 72—84 см /м . В составе газов нижнеюрских залежей преобладает метан (94,5—96,8% ). Выход стабильного конденсата значительно ниже, чем в газах пермских и нижнетриасовых залежей — до 15 см³/м³. Залежи сопровождаются нефтяными оторочками непромышленного значения.

 

Рис..3. Разрез продуктивных горизонтов Соболоохского газоконденсатного месторождения

.

Горизонт P₁-II включает две залежи в Соболоохской и Неджелинской структурах, сложенные песчаниками и алевролитами мощностью до 50 м и перекрытые алевролитами и углистыми аргиллитами (рис. 3). Первая из них залегает на глубине 3470-3600 м, вторая - 2970-3000 м. Тип залежей сводовый, литологически экранированный. Открытая пористость коллекторов 10,4 -18,8%, газопроницаемость 0,011 мкм². Рабочие дебиты (по 4-м скважинам) от 56 до 395 тыс. м³/сут. Пластовое давление в Соболоохской залежи 48,1 МПа, температура +82°С, в Неджелинской соответственно 43,4 МПа, Т=^:(+64⁰С).

Основная продуктивная залежь пласта Р₂-1 приурочена к пачке песчаников и алевролитов в верхней части пермского разреза на глубине 2900-3750 м. Высота залежи около 800 м. Максимальная мощность газонасыщенных коллекторов 9,2 м. Тип коллекторов: поровый, трещинно-поровый. Открытая пористость 14,6%, газопроницаемость 0,037 мкм². Пластовое давление 41,4 МПа, пластовая температура +76°С. Тип залежи: пластовый, сводовый, литологически экранированный. Дебиты газа от 47 тыс. м³/сут. до 1 млн. м³/сут. Выход конденсата 65,6 г/м³.

Залежь пласта Т₁-IV Б локализована в средней части разреза неджелинской свиты в песчаниках и алевролитах. Залежь литологически экранируется по всему контуру и относится к пластовому, сводовому, литологически ограниченному типу. Глубина залегания 2900-3750 м. Мощность коллектора 5 м, открытая пористость 15,3%, газопроницаемость 0,298 мкм². Выход конденсата до 55,2 г/м³. Дебиты газа 50 - 545 тыс. м³/сут. Пластовое давление 40,7 МПа, температура +77°С.

Залежи пластов Р₂-I и T₁-IV Б составляют единую термодинамическую систему и единый пермь-триасовый продуктивный горизонт.

Залежи пласта Т₁ -IV расположены в северном крыле Неджелинской брахиантиклинали. Западная залежь приурочена к Люксюгунской структурной террасе, восточная – к Неджелинской структуре на глубине 2900-3270 м. Газонасыщенная мощность пласта 4,6-6,8м. Коэффициент открытой пористости коллектора 18,9%, газопроницаемость 0,100 мкм². Дебиты газа 126-249 тыс. м³/сут. Пластовое давление 33,9-35,5МПа, пластовая температура +69-+76°С.

Горизонт T₁-X, расположенный на глубине 2594-2632 м. Он включает две залежи, расположенные друг над другом и изолированные алевролит-глинистой прослойкой. Дебит газа из нижней залежи 35-37 тыс. м³/сут., нефти - 8-20 тыс.

м³/сут., из верхней 408 тыс. м³/сут. Залежи относятся к сводовому водоплавающему типу.

Залежь горизонта J-II расположена в сводовой части Неджелинской структуры и локализуется в песчаниках с открытой пористостью до 25%, газопроницаемостью от 0,1 до 0,5%, тип сводовый, водоплавающий.

Залежь продуктивного горизонта  J₁-I+ II II выявлена на Соболоохской структуре. Тип залежи сводовый, водоплавающий. ГВК на отметке 1998 м. Пористость коллектора 20%. Промышленные притоки газа 155-412 тыс. м³/сут. Выход конденсата 11,9 г/м³. Пластовое давление 21,5МПа, температура +45°С. Залежь пласта J₁-I, открытая в западной части Неджелинской структуры, относится к сводовому водоплавающему типу. ГВК - на отметке 1500 м. Пластовое давление 15,9 МПа, температура +37°С.

Нижневилюйское газовое месторождение приурочено к нижневилюйской брахиантиклинали, осложняющей крыло Хапчагайского мегавала. Залежи сводового типа водоплавающие. При опробовании горизонтов в интервале глубин 3630-3643 м получен приток газа дебитом 206,8 тыс. м³/сут., в интервалах 2470-2475 м и 2442-2450 - 369,7 тыс. м³/сут.

Бадаранское газовое месторождение расположено в Бадаранском поднятии восточной части Хапчагайского мегавала. Залежи приурочены к горизонтам Ti-III, Ti-X и К. Рабочие дебиты горизонтов Ti-III составляют до 120 тыс. м³/сут, Ti-X до 46 тыс. м³/сут, К -11,7 46 тыс. м³/сут. Породы коллекторов - песчаники, покрышки – аргиллиты и мерзлота.

 

5. Предверхоянский прогиб

Приверхоянский краевой прогиб осложнен системами надвиго-шарьяжных структур, типичных для краевых частей кратонов . Открытые газоконденсатные месторождения приурочены к одной из таких структур – Китчанской зоне надвиговых дислокаций. Два месторождения завершены разведкой, открыто несколько проявлений с непромышленных притоком углеводородов в этой же структуре, а так же в Бергеинской и Олейской структурах, разведка которых не завершена.

В разведанных месторождениях (Усть-Вилюйское и Собо-Хаинское) продуктивные горизонты приурочены к юрским отложениям.

Усть-Вилюйское газоконденсатное месторождение приурочено к фронтальной части китчанской зоны надвиговых дислокаций, локализуясь в расположенной здесь двукупольной брахиантиклинали. Размеры Усть-Вилюйской брахиантиклинали по подошве сунтарской свиты составляют 22x14 км, с амплитудой около 150 м. Западный и восточный купола Усть-Вилюйской брахиантиклинали разделены двумя надвигами с амплитудой перемещения по сместителю в 100 м (западный надвиг) и 200 м (восточный надвиг). Основные залежи приурочены к восточному куполу .Продуктивные горизонты J₁-I, J₁-II, J₃-III приурочены к нижнему и среднему лейасу нижней юры. Они представлены песчаниками, переслаивающимися с песчано-алеврито-глинистыми пачками.

Продуктивный горизонт J₃-III вскрыт на глубинах 1940-2030 м. Его мощность достигает 24 м, при этом газонасыщенная часть около 12 м. ФЭС коллектора высокие. Открытая пористость достигает 18 %, газопроницаемость 0,237 мкм², дебит до 2 млн. м³/сут. Выход конденсата до 25 г/см³. Пластовое давление 19,9 Мпа, пластовая температура +58°С. Тип залежи пластовая сводовая, высота 43 м.

В продуктивный горизонте J₁- II установлены четыре залежи на глубинах 1850-1960 м. ФЭС коллекторов очень изменчивы из-за значительных и неравномерных примесей глины в песчаниках-коллекторах. Коэффициент открытой пористости не выше 16%, газопроницаемость 0,04 мкм². Максимальный дебит газа достигал 486 тыс. м³/сут. Выход конденсата невысокий 7-9 г/см³. Пластовое давление 20 Мпа, температура +48°С.

Залежь J₁-I приурочена к пласту песчаников с эффективной мощностью до 9 м. Открытая пористость до 15%, газопроницаемость до 0,012 мкм². Дебит газа 18 тыс. м³/сут. Пластовое давление 16 Мпа, температура +44°С.

Собо-Хаинское газовое месторождение приурочено к куполовидной брахиантиклинали северо-западного простирания, западное крутое крыло которой срезано надвигом (рис. 4). Размеры структуры по кровле марыкчанской свиты верхней юры 5x4 км при амплитуде 100 м.

 

Рис. 4. Разрез продуктивных горизонтов Собо-Хаинского газового месторождения

Рис. 4. Разрез продуктивных горизонтов Собо-Хаинского газового месторождения. J₁ uv – устьвилюйская , J₁ dl –долгайская, J₁ sn –сунтарская свиты, J₂ –средняя юра, J₃ nv –нижневилюйская, J₃ mr –марыкчанская, Т₃ br – бергеинская свиты, К₁ – нижний мел.

Установлено четыре газоносных залежи, составляющие единый резервуар, соответствующий  горизонту J₃-III Усть-Вилюйского месторождения. Две залежи, связанные с горизонтами- J₃-III и J₃-I и приуроченные к мощным пластам песчаников 40 и 50 м, дали промышленные притоки: 346 и 230 тыс. м³/сут.

6. Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция

Лено-Вилюйская ГНП расположена на востоке Сибирской платформы в районе бассейнов рек Вилюя и Лены и занимает центральную часть территории Республики Саха. Тектонически провинция соответствует Вилюйской синеклизе, расположенной между Анабарской и Алданской антеклизами и раскрывается к Пред-верхоянскому краевому прогибу (рис. 4).

Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция (ГНП) занимает площадь 280 тыс. км .

Географически провинция приурочена к Среднесибирскому плоскогорью. Южные  районы провинции находятся в  зоне тайги, северные — в зоне лесотундры и тундры. На всей территории провинции развиты многолетнемерзлые породы. Основные пути сообщения — реки Лена, Вилюй, Алдан. Магистральные автомобильные и железные дороги отсутствуют.

Основные грузы перевозят летом  по рекам, зимой по зимникам — автомобилями и тракторами, круглогодично — воздушным транспортом. Газ добывается для местных нужд.

 

 

 

Рис. 4. Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция.

Крупнейшие  тектонические элементы обрамления: I — Анабарская антеклиза, II — Верхоянский мегантиклинорий, III — Алданская антеклиза.

1. Предверхоянская газонефтеносная субпровинция, 2 — Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция. Месторождения: 1 — Усть-Вилюйское,
2. Соболох-Неджелинское, 3 — Толон-Мастахское, 4 — Средневилюй- ское, 5 — Андылахское, 6 — Нижнетюкянское, 7 — Среднетюнгское, 8 — Нижневилюйское, 9 — Бадаранское, 10 — Собохаинское

 

Тектонически провинция приурочена к Вилюйской синекли- зе и на востоке раскрывается к Предверхоянскому краевому прогибу. На западе она ограничена Анабарской, а на юге Алданской антеклизами. Граница между Вилюйской синеклизой и Предвер- хоянским прогибом, а следовательно, между Лено-Вилюйской газонефтеносной провинцией и Предверхоянской газонефтеносной субпровинцией довольно условная и фиксируется сменой простирания тектонических структур с субширотного в синеклизе на субмеридиональное (верхоянское) в краевом прогибе. Граница с Енисейско-Анабарской ГНП также в значительной степени условна и проводится между юго-восточным склоном Кюсюрско-Куогостахского вала и северным бортом Булунского прогиба.

Фундамент гетерогенный архейско-раннепротерозойский, глубина залегания в центре и на востоке синеклизы достигает 6 - 12 км.

В поверхности фундамента провинции  хорошо выражены Вилюйская синеклиза, а в ее пределах Линденская впадина с глубиной залегания фундамента до 12 км, Китчанский выступ с глубиной залегания до 8 км.

Осадочный чехол представлен рифейскими, вендскими, палеозойскими и мезозойско-кайнозойскими образованиями, мощность которых достигает 12 км. Разрез мезозоя-кайнозоя и Перми представлен терригенными континентальными и морскими отложениями.

В пределах Лено-Вилюйской провинции развиты отложения тер- ригенно-карбонатных, галогенных формаций. В Вилюйской синек- лизе основную часть разреза осадочного чехла занимают позднепа-леозойские и мезозойские отложения (от 2 до 6 км). В синеклизе выделяются Хопчагайский мегавал, Лунгхинско-Келинский мегапрогиб, Линденская и Собобольская впадины, Сунтарское и Якутское поднятия и другие осложненные структурами более низкого ранга. Бортовые зоны синеклизы по фундаменту представлены пологими моноклиналями, осложненными уступами и ступенями, которым в осадочном чехле соответствуют валы и куполовидные поднятия.

В Предверхоянском краевом прогибе основную часть осадочного чехла занимает пермско-мезозойский комплекс мощностью до 8 км. Краевой прогиб осложняет Китчанский выступ, Менкерен- ский мегапрогиб и северо-восточное продолжение Лундхинско-Ке- линского мегапрогиба. Зона сочленения Предверхоянского краевого прогиба и Западно-Верхоянского мегантиклинория осложнена большим количеством надвигов и взбросов, системой передовых складок Юндюлюнгской, Хараулахской, Тукуланской и др.

Газонефтепоисковые работы в провинции ведутся с 1950 г. В результате открыты 11 газовых и газоконденсатных месторождений Усть-Вилюйское, Средневилюйское, Мастахское, Недже- линское и др.

В Лено-Вилюйской ГНП выделяются две газонефтеносные области: Хапчагайская и Линденская и Предверхоянская субпровинция переходного типа.

Все газовые и газоконденсатные месторождения открыты в основном в Хапчагайской ГНО. Лишь Усть-Вилюйское месторождение в Предверхоянской субпровинции.

Среднетюнгское газоконденсатное месторождение (рис.5) расположено в 120 км к северу от г. Вилюйска. Открыто в 1976 г., разрабатывается с 1977 г. Приурочено к одноименному поднятию в пределах Лонглорского вала, осложняющего северо-западный борт Вилюйской синеклизы. Размеры структуры 30x4 км, амплитуда свыше 200 м. Скважинами вскрыт разрез четвертичных, меловых, юрских, триасовых, пермских и среднепалеозойс- ких отложений общей мощностью 4750 м. Промышленно газоносны нижнетриасовые (горизонт T1) и верхнепермские отло жения (горизонты Р₂-А, Р₂-В, Р₂-Г, Р₂-Д).

Основной продуктивный горизонт Г, залегает на глубине 2550—2800 м и представлен  песчаниками и алевролитами таганд- жинской свиты. Общая мощность горизонта 80—120 м. Он разделен маломощными глинисто-алевролитовыми пачками на три пласта (T-A, T-Б и T-B),с которыми связаны газоконденсатные залежи пластового сводового типа. Пористость песчаников изменяется от 15 до 27 %, рабочие дебиты скважин — от 450 до 650 тыс. м /сут. Пластовое давление 27,6 МПа, температура 56°С. В составе газа преобладает метан (91 %). Содержание азота 1,1%, углекислоты 0,3 %. Выход стабильного конденсата 76 см /м , плотность конденсата 0,74 г/см³. Залежи газоконденсата в пермских отложениях приурочены к литологически не выдержанным пластам песчаников.